Exploração e produção de petróleo, tecnologia e arte

Durante muito tempo prevaleceu o conceito de que “se petróleo houver na Bacia Amazônica, será no Médio Amazonas”. Alguns exploracionistas da Petrobras, em meados dos anos 80, forçaram a barra para fazer trabalhos sísmicos digitais no Alto Amazonas – a Bacia do Solimões –, que originaram a excelente descoberta de óleo e gás do Rio Urucu, em 1986. Exploração é assim: alguém, seja geólogo ou geofísico de majors ou pequenas companhias, surge com ideias e modelos diferentes e quebra um tabu, originando um breakthrough. Isto quase sempre só é possível num ambiente competitivo e de oportunidades.

Em 1968, deu-se a primeira descoberta de óleo na margem continental brasileira – Guaricema. No ano seguinte, houve a primeira descoberta no setor norueguês do Mar do Norte – Ekofisk –, e um ano depois, no setor britânico, foi descoberto Forties. O pico de produção conjunto dos setores norueguês e britânico deu-se em 2000 – 8,74 MM de boe/d. No mesmo ano, o Brasil produziu 1,4 MM de boe/d. Atualmente, os setores britânico e norueguês produzem cerca de 6,6 MM de boe/d, e o Brasil, 2,23 MM de boe/d.

A pergunta é: se o Brasil tem grande potencial, por que a produção aqui caminhou (e caminha) tão lentamente? As situações são bem diferentes em muitos aspectos, mas a variável, por excelência, que as diferencia é a política que norteou a atividade no Mar do Norte: extremamente competitiva, com estímulo aos investidores, e a presença do Estado, via regulamentação, para viabilizar os investimentos das companhias. Situação que não ocorreu e não ocorre em nosso país.

O petróleo foi descoberto pela primeira vez em Campos (Garoupa) em carbonatos do Albiano, em 1974, em águas rasas de 130 m, após nove poços secos. Seguiram-se inúmeras descobertas, do Aptiano até as areias do Terciário, em águas mais e mais profundas, e Campos se tornou a mais importante província petrolífera brasileira. Recentemente, em Santos, houve importantes descobertas em reservatórios do pré-sal em carbonatos algálicos aptianos que geraram profundas mudanças na Lei do Petróleo, mudanças estas que motivaram, entre outros problemas, praticamente a suspensão do processo exploratório no Brasil. Na 9ª Rodada, em 2007, o governo retirou do leilão todos os blocos do polígono do pré-sal. Assim, só restaram às empresas blocos em águas rasas de Campos entre os mais atraentes. Agora, começam a aparecer os resultados das primeiras perfurações exploratórias. A estreante OGX, a Maersk e a Anadarko têm anunciado com frequência sucessivas descobertas nos carbonatos albianos (o mesmo de Garoupa!) que, tudo indica, se tornarão comerciais.

Isso gera outra pergunta: se é assim, por que os esforços exploratórios não se concentraram primeiro em águas rasas de Campos, antes de se partir para águas profundas e para o complexo pré-sal do cluster de Santos? De novo, é a histórica falta de competição, de conceitos geológicos alternativos defendidos por diferentes exploracionistas de diferentes companhias, e também de regulações adequadas para tornar a atividade mais atraente.

Em janeiro de 2001, na Bacia de Campos, em reservatórios do Cretáceo Superior, Jubarte foi descoberto pelo poço 1-ESS-100, que gerou óleo pesado, de 17º API. No mesmo ano foi perfurado o 1-ESS-103A, para objetivos de pré-sal. Jubarte recebeu um TLD em outubro de 2002. Em setembro de 2008, foi implantada nova plataforma de produção com pompa e circunstância, tendo em vista que estava sendo incorporada à unidade a primeira produção do pré-sal, um TLD do poço 103A, com vazão estimada de 18 mil b/d.

Aparentemente, só depois da descoberta de Tupi, em 2006, foi caracterizada a descoberta do 103A. Esse carbonato do pré-sal é mesmo complicado! Não é à toa que depois de 11 poços exploratórios perfurados e um TLD em Tupi não se conseguiu provar mais de 1,65 bilhão de boe de reservas na área. Até que se prove contrário, nosso maior campo continua sendo Roncador, com seus quase 4 bilhões de BOE originais, em reservatórios bem acima do pré-sal. Ainda bem. Há algo de importante neste país além do pré-sal.

O processo exploratório é complexo, suportado por avanços tecnológicos e inovações para aperfeiçoá-lo cada vez mais. Mas os desafios também aumentam, porque as áreas disponíveis ocorrem em situações geológicas e operacionais cada vez mais difíceis. Por outro lado, só existe uma maneira de se descobrir óleo: perfurando. E aqui no Brasil, o número de poços perfurados é muito baixo. Esse quadro precisa mudar. Quem sabe com a nova licitação da ANP? Vamos aguardar.

A coluna de Wagner Freire é publicada a cada dois meses